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TRATAMIENTO QUÍMICO CON ALCOHOL ALIFÁTICO
DESPLAZAMIENTOS MISCIBLES
El desplazamiento miscible es un mecanismo de recuperación terciaria
del tipo no convencional no térmico, éste consiste en inyectar un agente
desplazante completamente miscible con el petróleo existente, el resultado
es ausencia de la interfase, el número capilar se hace infinito y el
desplazamiento es aproximadamente en un 100% del petróleo en los poros
si la razón de movilidad es favorable (París M. 2001).
CLASIFICACIÓN DE LOS DESPLAZAMIENTOS MISCIBLES:
Proceso de tapones miscibles
Se basa en la inyección de algún solvente líquido que es miscible
después del primer contacto con el crudo presente en el yacimiento. El agua
se inyecta con el gas en pequeños tapones en forma alternada, esto mejora
la movilidad en la interfase del tapón de gas. El tapón será líquido si la
temperatura del yacimiento se encuentra por debajo de la temperatura crítica
(207°F). Por otro lado es necesario que la profundidad del yacimiento esté
por encima de los 1600 pies para que no ocurran fracturas en la formación
(París M. 2001).
Este proceso es ventajoso debido a que todo el petróleo contactado se
desplaza, se requieren bajas presiones para alcanzar la miscibilidad, es
aplicable a un amplio rango de yacimientos y puede usarse como método
tanto secundario como terciario. Sin embargo, este proceso no es
recomendable debido a que registra una eficiencia pobre y es mejor si se
aplica en formaciones muy inclinadas, el tamaño del tapón es difícil de
mantener por la (dispersión) y el material del tapón es muy costoso.
Proceso con gas enriquecido
Se usa un tapón de metano enriquecido con etano, propano y butano,
empujado por un gas pobre y agua. Mientras el gas inyectado se mueve en
la formación los componentes enriquecidos son extraídos del gas inyectado y
absorbido por el petróleo. Se espera que si el gas inyectado es rico y
suficiente, la banda de petróleo enriquecido se vuelve miscible con éste,
desplazándose así el petróleo de la delantera (París M. 2001).
El aspecto positivo de este proceso es que se desplaza todo el petróleo
residual del contacto, si se pierde la miscibilidad en el yacimiento puede
lograrse nuevamente, es un proceso económico, se desarrolla la miscibilidad
a una presión menor que en el empuje con gas pobre y si se usan tapones
de gran tamaño se reducen los problemas de diseño. El aspecto negativo de
este proceso es que tiene una pobre eficiencia, si las formaciones son
gruesas ocurre segregación por gravedad y la presencia de canalizaciones
lleva a la desaparición del tapón.
Empuje con gas vaporizante o de alta presión
Es un proceso de múltiples contactos que requiere inyección continua a
alta presión de un gas pobre como el metano o el etano y se necesitan
múltiples contactos entre el petróleo, el yacimiento y el gas inyectado antes
de que se forme la zona miscible. Cabe destacar que la miscibilidad no se
alcanza en el pozo sino en un punto más alejado del punto de inyección,
desde unos pocos pies hasta 100 pies antes de que el gas pobre haya
vaporizado suficientes cantidades de C2 al C6 para ser miscible (París M.
2001).
Es un proceso ventajoso ya que alcanza una eficiencia de desplazamiento
cercana al 100%, si se pierde la miscibilidad en el yacimiento puede lograrse
nuevamente, es más económico que el proceso del tapón de propano o gas
enriquecido, no existen problemas con el tamaño del tapón debido a que
ocurre inyección continua y el gas puede ser reciclado y reinyectado. Las
desventajas son: requiere altas presiones de reinyección, tiene aplicación
limitada debido a que el petróleo del yacimiento debe ser rico en fracciones
del C2 al C6, la eficiencia areal y la segregación son pobres(por la gravedad)
y es costoso.
Inyección alternada de agua y gas
Es en realidad una variable de los tapones miscibles. Su función es
controlar la inestabilidad del frente de desplazamiento Consiste en inyectar
tapones de agua y gas alternadamente, éstos se mueven secuencialmente
recorriendo la misma ruta en el yacimiento hacia los pozos productores en
cierta relación agua – gas (París M. 2001).
Inyección usando solventes
Su objetivo es mejorar la extracción, disolución, vaporización,
solubilización, condensación, pero primordialmente es la extracción, ésta
puede lograrse con fluidos solventes como los siguientes: alcoholes
orgánicos, cetonas, hidrocarburos refinados, gas condesado del petróleo,
gas natural, gas natural licuado, CO2, aire, nitrógeno, gases de combustión,
entre otros.
Inyección de alcohol
Es un método costoso, sin embargo puede ser aplicado comercialmente.
Es de uso limitado ya que inicialmente es miscible con el petróleo y el agua
connata, por lo tanto el contenido de alcohol de la zona de mezcla se diluye
por debajo del nivel necesario para aumentar la miscibilidad.
Invasión con dióxido de carbono (CO2)
Para el recobro del petróleo se prefiere el dióxido de carbono líquido, pero
debido a su baja temperatura crítica (88°F) generalmente se encuentra en
estado gaseoso. El proceso es similar al empuje por gas vaporizante, pero
en este caso se extraen fracciones desde el etano hasta C30. Este método
debe ser usado e yacimientos con crudos desde moderadamente ligeros a
livianos (gravedad API > 25°), lo suficientemente profundos como para estar
por encima de la presión mínima de miscibilidad (París M. 2001).
Inyección de nitrógeno
Para poder aplicar este método se deben cumplir ciertas condiciones, por
un lado, el crudo del yacimiento debe: ser rico en fracciones comprendidas
entre el etano y el hexano o hidrocarburos livianos, que se caracterizan por
tener una gravedad API > 35°, tiene un factor volumétrico alto o la capacidad
de absorber el gas inyectado en condiciones de yacimiento y está saturado
de metano. Por el otro, el yacimiento debe estar a una profundidad igual o
mayor a los 5000 pies, con la finalidad de mantener las altas presiones de
inyección (mayores o iguales a 5000 lpc) necesarias para alcanzar la
miscibilidad del crudo con el nitrógeno sin fracturar la formación. Con la
inyección de N2 se logra desplazar el frente miscible a lo largo del
yacimiento, moviendo así un banco de crudo hacia los pozos productores.
Dicho frente miscible se forma por la vaporización de componentes livianos
en el crudo (París M. 2001).
ASFALTENOS
A pesar de la diversidad de criterios que se adoptan al definir los
asfaltenos, se ha llegado a un consenso al catalogarlos como la fracción de
crudo soluble en tolueno (ó benceno) e insoluble en un exceso de n–alcano
(pentano o heptano) (Delgado 2006). Los asfaltenos están constituidos
principalmente por anillos aromáticos ligados con cadenas alquílicas y
cicloalcanos, además de compuestos heterocíclicos que poseen Nitrógeno
(N), Azufre (S) y Oxigeno (O).
Estudios recientes muestran que la relación Carbono (C) Hidrogeno (H)
en los asfaltenos está por el orden de 1: 1.1, así mismo aproximadamente el
40% del carbono presente, es aromático.
Composición y estructura de los asfaltenos
La estructura elemental de los asfaltenos es muy variada y depende del
crudo del cual provienen. Existe una significativa diferencia de los asfaltenos
precipitados con n–heptano respecto a los precipitados con n–pentano, la
relación H/C de los primeros es más baja, lo que indica su alto grado de
aromaticidad. Las relaciones N/C, O/C y S/C son usualmente más altas en
los asfaltenos precipitados con n–heptano, lo que se debe a la alta
proporción de heteroátomos en esta fracción (Delgado 2006).
Acevedo y colaboradores determinaron que todos los asfaltenos
estudiados poseían relaciones C/H y N/C similares sin importar el crudo de
donde provienen, lo que sugiere que pueden tener una composición
relativamente definida. Con el incremento del peso molecular de la fracción
de asfaltenos se incrementa también la aromaticidad y el número de
heteroátomos. En general, se considera que la estructura de los asfaltenos
consiste en un núcleo aromático condensado con cadenas alquílicas
laterales y heteroátomos incorporados en muchas de las estructuras cíclicas;
el sistema aromático condensado puede tener desde 4 hasta 20 anillos
bencénicos.
Los diferentes tipos de heteroátomos presentes en los asfaltenos están
organizados en grupos funcionales como: carboxilo, cetonas, aldehídos,
benzotiofenos, dibenzotiofenos, naftenobenzotiofenos, sulfuros alquílicos,
sulfuros alquil-arílicos y sulfuros arílicos (Speight J. 1984).. Los metales,
como níquel y vanadio, aunque han sido detectados en las fracciones
asfalténicas en cantidades importantes, son difíciles de integrar a la
estructura del asfalteno. Estos metales se encuentran comúnmente en las
porfirinas, pero aún se desconoce si estas son parte o no de la estructura de
los asfaltenos.
Agregación y deposición de asfaltenos.
Se presume que los asfaltenos, considerados como la fracción pesada del
crudo, se encuentran en suspensión coloidal en el petróleo, debido a que la
superficie de las partículas asfalténicas, dispersas en una fase continua
como es el aceite, se encuentra totalmente rodeada de resinas en forma
micelar. Tales asfaltenos se difunden en el crudo siguiendo un movimiento
aleatorio conocido como movimiento Browniano. Las resinas son las
responsables de mantener separados a los asfaltenos manteniendo al
sistema en estabilidad, debido a que la fuerza de repulsión electrostática es
mayor que la fuerza de atracción de van der Waals (Eslava G. 2000).
Sin embargo, si a este sistema en estabilidad coloidal se le inyecta un
solvente ionizador (como n-pentano, tolueno, etc.) o existe alguna
perturbación físico-química ocasionada en el campo petrolífero (como las
que suceden en la producción de pozos), se provoca que la concentración de
moléculas de resina cambie, ya que algunas resinas abandonan la micela,
alterando la estabilidad de las partículas asfalténicas suspendidas en el
aceite y causando la debilitación de las fuerzas repulsivas, provocando una
interacción mutua entre asfaltenos.
Por lo tanto, cuando dos partículas de asfalteno con movimiento
Browniano presentan contacto en áreas libres de resina, quedan pegadas,
formando un cúmulo asfalténico de dos partículas que se difundirá en el
sistema, con la probabilidad de quedar pegado a otras partículas individuales
o a otros agregados asfalténicos de tamaño variable que se encuentren en el
aceite. A este fenómeno se le conoce como agregación. En otras palabras, la
agregación es el proceso en el que las partículas individuales o cúmulos de
partículas se adhieren a otras partículas de asfaltenos o cúmulos, haciendo
que los agregados crezcan.
Conforme el proceso de agregación transcurre en el tiempo, el número de
partículas individuales y cúmulos asfalténicos disminuye, debido a que se
juntan para formar agregados más grandes y pesados. Además, elementos
externos, tales como la gravedad, adsorción, entre otros, ocasionan que las
partículas y agregados asfalténicos tiendan a precipitarse hacia al fondo y a
pegarse a las paredes de las tuberías. A este fenómeno se le conoce como
deposición.
Los parámetros que gobiernan la agregación de asfaltenos son la
composición del petróleo, la temperatura y la presión en la que se encuentra
el crudo. La alteración de alguno de estos parámetros provocará la
inestabilidad del sistema, que se traducirá en agregación de asfaltenos y
dará lugar a la formación de un material insoluble en el crudo líquido.
La composición del crudo se refiere a las características y concentración
de asfaltenos y resinas, a la naturaleza de los componentes del petróleo
excluyendo a los asfaltenos, y al tipo y proporción de solvente suministrado
al crudo. La dilución del petróleo con un alcano ligero, tal como n-pentano,
produce un crecimiento en la afinidad entre las resinas y los componentes
del crudo sin incluir a los asfaltenos, lo que rompe el equilibrio del sistema.
Entonces algunas resinas son removidas de la micela resina-asfalteno,
dando lugar al fenómeno de agregación entre asfaltenos.
Cuando la temperatura del crudo disminuye el poder de solubilización de
los componentes del petróleo, sin considerar a los asfaltenos, también
disminuye. Entonces algunas micelas resinaasfalteno se desestabilizan y se
agregan entre ellas formando grandes cúmulos.
Bajo condiciones isotérmicas, la disminución de la presión del crudo se
asocia con la disminución de la densidad del fluido y, correspondientemente
con la disminución de la solubilidad. La separación promedio entre las
moléculas de la fase líquida y las micelas de resina-asfalteno es mayor en
densidades bajas, resultando interacciones menos atractivas. El efecto de
energía libre de Gibbs es tal que algunas micelas de resina-asfalteno, que
inicialmente se difunden en el espacio de manera independiente, debido a
las altas densidades y presiones, se agregan formando grandes cúmulos al
disminuir la presión y la densidad (Eslava G. 2000).
Mecanismos de deposición de los asfaltenos
El tipo y la cantidad de depósitos de compuestos orgánicos pesados del
petróleo varían dependiendo de los hidrocarburos presentes, y de la cantidad
relativa de cada familia orgánica involucrada. En general la deposición de
asfaltenos se puede explicar detalladamente con base en cuatro efectos
(mecanismos): Efecto de la polidispersidad; efecto estérico coloidal; efecto
de agregación y efecto electrocinético. Uno o más de estos mecanismos
puede describir la deposición de asfaltenos durante los procesos de
producción, transporte ó procesamiento de crudo (Eslava G. 2000).
Efecto de la polidispersidad
El grado de dispersión de las fracciones pesadas en el crudo depende de
la composición química del petróleo. La relación moléculas
polares/moléculas no polares y partículas presentes son los factores
responsables de la estabilidad de la polidispersión presente en el seno del
crudo; cualquier perturbación que altere el balance de los factores
mencionados dará origen a la deposición de fracciones pesadas. Un cambio
en la temperatura, presión, composición, así como la adición de un solvente
miscible en el crudo puede desestabilizar el sistema.
Efecto estérico coloidal
Es conocido que algunos de los constituyentes del petróleo,
especialmente los asfaltenos tienen una fuerte tendencia a la auto
asociación. Un incremento en el contenido de parafinas permite que una
parte de los asfaltenos presentes en el crudo formen coloides, que se
separan de la fase aceite en forma de agregados, en tanto que otra parte
permanezca suspendida estabilizada por agentes peptizantes como resinas,
que se adsorben en su superficie y evitan la agregación.
La estabilidad de los coloides estéricos se debe a la concentración de
agente peptizante en solución, la fracción superficial de los agregados
ocupada por el agente peptizante y las condiciones de equilibrio en solución
entre éste y los agregados asfalténicos.
Efecto de agregación
Una variación en la concentración de agente peptizante (como las
resinas) origina también un cambio en la cantidad que se absorbe de éste en
la superficie de los asfaltenos. La concentración de las resinas puede caer a
tal punto que la cantidad presente no sea suficiente para cubrir toda la
superficie de los asfaltenos. Esto permite la agregación irreversible de
partículas asfalténicas y su posterior floculación.
Efecto electrocinético
Cuando el crudo circula por un determinado conducto (medio poroso,
tuberías), se genera una diferencia de potencial eléctrico debida al
movimiento de partículas coloidales cargadas. Esto constituye un factor
determinante en la deposición de asfaltenos.
Los factores que influencian este efecto son: el eléctrico, térmico y las
características de mojabilidad del conducto, régimen de flujo, temperatura,
presión, propiedades de transporte del crudo y características de las
partículas coloidales.
Modelos predictivos de la precipitación de asfaltenos
Constituyen una herramienta matemática que relaciona los parámetros
físico-químicos del sistema asfaltenos–solvente (medio de dispersión ó
solubilización) con los mecanismos intermoleculares que dan origen a la
aglomeración y precipitación (Eslava G. 2000).
Los modelos predictivos se dividen en cuatro grupos: modelos de
solubilidad; de sólido; termodinámico coloidal y termodinámico de
micelización.
Modelos de Solubilidad
Estos modelos se basan en la teoría de Flory – Huggins y describen la
estabilidad de los asfaltenos en términos del equilibrio reversible en solución.
En primer lugar, el equilibrio líquido – vapor (VLE) modela las propiedades
de la fase líquida; entonces el equilibrio líquido–pseudolíquido es descrito
suponiendo que la precipitación de los asfaltenos no afecta el VLE.
Se han desarrollados modelos de precipitación basados en ecuaciones de
estado como la de Soave, y en la termodinámica de los polímeros en
solución que describen bastante bien el comportamiento de la fase asfalteno;
incluso se emplean modelos que combinan ambas alternativas.
Modelos de Sólidos
Estos modelos tratan los asfaltenos precipitados como un componente
simple en fase sólida, mientras que las fases crudo y gas son modeladas con
una ecuación de estado cúbica. Los modelos de sólidos requieren gran
cantidad de parámetros experimentales.
Modelo termodinámico coloidal
Es un modelo basado en la termodinámica estadística y en la ciencia de
los coloides. Supone que los asfaltenos son partículas dispersas en el crudo
en suspensión coloidal, estabilizados por resinas adsorbidas en su superficie.
El modelo se fundamenta en los siguientes métodos:
a) Potencial químico de las resinas y la teoría de polímeros en solución de la
termodinámica estadística.
b) Adsorción de las resinas e isoterma de Langmuir.
c) Fenómenos electrocinéticos durante la precipitación de los asfaltenos.
En este modelo, el equilibrio Líquido – Vapor es modelado por una
ecuación de estado cúbica para establecer la composición de la fase líquida
(crudo). En base a medidas experimentales del punto de floculación de los
asfaltenos se estima el potencial químico crítico de las resinas usando la
teoría de polímeros en solución de Flory – Huggins. Este potencial químico
crítico es usado para predecir el punto de floculación para otras condiciones.
Modelos termodinámicos de micelización
En estos modelos, se asume que las moléculas de asfaltenos forman
micelas rodeadas por resinas adsorbidas en la superficie de los agregados.
El principio de la minimización de la energía libre de Gibbs es usado para
determinar la estructura y concentración de las micelas. Estos métodos
permiten calcular el tamaño de las micelas de asfaltenos y arroja una buena
aproximación respecto a los datos experimentales.
CARACTERÍSTICAS Y PROPIEDADES DE LOS YACIMIENTOS
Porosidad: para definir porosidad es necesario saber que un poro es el
espacio entre las partículas que conforman un cuerpo sólido, los cuales
pueden ser macroporos o microporos. Conociendo que las rocas reservorios
por excelencia son las arenas, las cuales, por lo general, están constituidas
por macroporos que dan una idea de buena porosidad, entonces se puede
decir que Porosidad es la relación entre el volumen de los poros con
respecto al volumen total de la roca y hace referencia al almacenamiento de
los fluidos en la roca (Escobar 2004). La porosidad puede clasificarse:
Según la conexión entre los poros:
Absoluta: toma en cuenta tanto los poros interconectados como los no
interconectados, es decir, es el volumen poroso total de la roca.
Efectiva: sólo toma en cuenta el volumen existente en los poros
interconectados.
No efectiva: hace referencia al volumen existente en los poros no
interconectados
Según su origen:
Primaria: es la porosidad que adquiere la roca cuando ocurren los
procesos de sedimentación y diagénesis, es decir, los granos no
sufren de alteraciones por otros factores. La compactación disminuye
los espacios porosos, la cementación rellena los espacios vacíos,
quedando una porosidad intergranular, que es la consecuencia de
todo lo ocurrido en la porosidad primaria.
Secundaria: esta se genera después de los procesos geológicos de la
fase depositacional, como la sedimentación y la diagénesis.
Pueden ser por:
Disolución
Fracturamiento
Cementación
Presión solución intergranutar
Presión por compactación
Recristalización
Según su valor (en porcentaje):
Muy pobre 0-5
Pobre 5-10
Moderada 10-15
Buena 15-20
Muy buena 25-30
Los Factores que afectan la porosidad son los siguientes:
Forma de los granos: las formas de los granos se definen con los
procesos geológicos a los cuales están expuestas las rocas. Los más
redondeados poseerán mayor porosidad con respecto a los no
redondeados.
Uniformidad del tamaño de los granos (Escogimiento): el
escogimiento se define durante la sedimentación. Como los granos de
las arcillas son menores que los de las arenas, estos suelen ubicarse
entre los espacios vacíos, haciendo que la porosidad de las areniscas
disminuya.
Cementación: el cemento es una mezcla de material como cuarzo,
calcita, dolomita, el cual irá afectando el espacio vacío de la roca.
Mientras más material cementante, la porosidad disminuirá, esto
quiere decir, que mientras más consolidada o compactada este la
roca, menor será su porosidad.
Régimen de deposición (Empaquetamiento): hace referencia a la
forma en que se depositan los granos. Si los granos son de tamaño
menor, pero presentan el mismo arreglo, tendrán la misma porosidad.
Compactación mecánica: las capas suprayacentes causan una
disminución en el volumen total de la roca, esto por motivo de la
compresión que causan en los yacimientos. A mayor profundidad
menor será la porosidad debido a las capas suprayacentes.
Permeabilidad: Es la capacidad que tiene la roca de dejar pasar un fluido
a través de sus poros interconectados sin que este afecte la estructura
interna de la roca (Essenfeld y Darberii 2001).
Absoluta (K): es la permeabilidad que ocurre cuando el fluido que se
moviliza a través de los poros satura 100% a la roca.
Efectiva (Kx): es la permeabilidad cuando hay más de un fluido que se
moviliza a través de los poros, es decir, cada fluido tiene una
saturación menor al 100%.
La suma de las permeabilidades efectivas es menor a la permeabilidad
absoluta.
Relativa (Kr): es la relación existente entre la permeabilidad efectiva y
la absoluta.
La suma de las Kr es menor que la unidad (1).
Rangos de la permeabilidad (mD)
Muy baja (0-0.01)
Baja (0.01-1)
Promedio (1-100)
Alta (100-10000)
Muy alta (10000-100000)
La permeabilidad es medida en Darcy, lo que refiere a la movilidad de un
fluido con una densidad de 1 gr/cc y un centipoise de viscosidad, en un
estado monofásico que satura 100% a la roca, y fluye con una velocidad de 1
cm/s por medio de 1cm2 de área y un gradiente de presión de 1 atm/cm.
Saturación: es la fracción en porcentaje del volumen poroso del
yacimiento que es ocupado por un tipo de fluido en específico (Escobar
2004).
Dependiendo del fluido se tiene:
Saturación de petróleo
Saturación de agua
Saturación de gas
La suma de todas las saturaciones que se encuentren en el volumen
poroso de la roca debe ser igual a 1. Si la roca carece de porosidad, es decir
de volumen poroso, carecerá de saturación de fluidos.
Compresibilidad: es la variación del volumen por unidad de volumen que
sufre cualquier fluido, cuando ocurre una diferencia de presión, manteniendo
la temperatura constante (Escobar 2004).
Tensión superficial o interfacial: es el trabajo necesario para crear una
nueva unidad de superficie en la interface de dos fluidos inmiscibles (que no
se mezclan) (Escobar 2004).
Tensión superficial: los fluidos están en fases distintas
Tensión interfacial: los fluidos están en fases iguales
Humectabilidad (Mojabilidad): es el ángulo de contacto que forman los
fluidos con respecto a la superficie sólida de la roca, es decir, es la
capacidad que tienen los fluidos de adherirse a la roca en presencia de otros
fluidos inmiscibles, tratando de ocupar la mayor cantidad de superficie sólida
posible (Essenfeld y Darberii 2001).
Fase mojante: se adhieren más fácilmente a la roca. Por lo general
agua y petróleo.
Fase no mojante: se adhieren poco o no se adhieren a la roca. Por lo
general el gas es considerado como la fase no mojante.
Según la mojabilidad los yacimientos se clasifican en:
Yacimientos hidrófilos: la fase mojante es el agua.
Yacimientos oleófilos: la fase mojante es el petróleo.
Presión capilar: es la diferencia de presión existente en la interfase que
separa a dos fluidos inmiscibles, cuando se encuentran en contacto con un
medio poroso (Essenfeld y Darberii 2001).
ALCOHOLES
Los alcoholes son compuestos que presentan en la cadena carbonada
uno o más grupos hidroxi u oxidrilo (-OH). Las propiedades físicas de un
alcohol se basan principalmente en su estructura. El alcohol está compuesto
por un alcano y agua. Contiene un grupo hidrofóbico (sin afinidad por el
agua) del tipo de un alcano, y un grupo hidroxilo que es hidrófilo (con afinidad
por el agua), similar al agua (Morrison y Boyd 1998). De estas dos unidades
estructurales, el grupo –OH da a los alcoholes sus propiedades físicas
características, y el alquilo es el que las modifica, dependiendo de su tamaño
y forma.
El grupo –OH es muy polar y, lo que es más importante, es capaz de
establecer puentes de hidrógeno: con sus moléculas compañeras o con otras
moléculas neutras.
Puentes de hidrógeno: La formación de puentes de hidrógeno permite la
asociación entre las moléculas de alcohol. Los puentes de hidrógeno se
forman cuando los oxígenos unidos al hidrógeno en los alcoholes forman
uniones entre sus moléculas y las del agua. Esto explica la solubilidad del
metanol, etanol, 1-propanol, 2-propanol y 2 metil-2-propanol.
A partir de 4 carbonos en la cadena de un alcohol, su solubilidad
disminuye rápidamente en agua, porque el grupo hidroxilo (–OH), polar,
constituye una parte relativamente pequeña en comparación con la porción
hidrocarburo. A partir del hexanol son solubles solamente en solventes
orgánicos. Existen alcoholes de cuatro átomos de carbono que son solubles
en agua, debido a la disposición espacial de la molécula. Se trata de
moléculas simétricas (Morrison y Boyd 1998).
Existen alcoholes con múltiples moléculas de OH (polihidroxilados) que
poseen mayor superficie para formar puentes de hidrógeno, lo que permiten
que sean bastante solubles en agua.
Punto de Ebullición: Los puntos de ebullición de los alcoholes también
son influenciados por la polaridad del compuesto y la cantidad de puentes de
hidrógeno. Los grupos OH presentes en un alcohol hacen que su punto de
ebullición sea más alto que el de los hidrocarburos de su mismo peso
molecular. En los alcoholes el punto de ebullición aumenta con la cantidad de
átomos de carbono y disminuye con el aumento de las
ramificaciones(Morrison y Boyd 1998). El punto de fusión aumenta a medida
que aumenta la cantidad de carbonos.
Densidad: La densidad de los alcoholes aumenta con el número de
carbonos y sus ramificaciones. Es así que los alcoholes alifáticos son menos
densos que el agua mientras que los alcoholes aromáticos y los alcoholes
con múltiples moléculas de –OH, denominados polioles, son más densos.
PROPIEDADES QUÍMICAS DE LOS ALCOHOLES
Los alcoholes pueden comportarse como ácidos o bases, esto gracias al
efecto inductivo, que no es más que el efecto que ejerce la molécula de –OH
como sustituyente sobre los carbonos adyacentes. Gracias a este efecto se
establece un dipolo. La estructura del alcohol está relacionada con su acidez.
Los alcoholes, según su estructura pueden clasificarse como metanol, el cual
presenta un sólo carbono, alcoholes primarios, secundarios y terciarios que
presentan dos o más moléculas de carbono. Debido a que en el metanol y en
los alcoholes primarios el hidrógeno está menos firmemente unido al
oxígeno, la salida de los protones de la molécula es más fácil por lo que la
acidez será mayor en el metanol y el alcohol primario (Morrison y Boyd
1998).
Deshidratación: la deshidratación de los alcoholes se considera una
reacción de eliminación, donde el alcohol pierde su grupo –OH para dar
origen a un alqueno (Morrison y Boyd 1998). Aquí se pone de manifiesto el
carácter básico de los alcoholes.
La reacción ocurre en presencia de ácido sulfúrico (H2SO4) en presencia
de calor. La deshidratación es posible ya que el alcohol acepta un protón del
ácido, para formar el alcohol protonado o ión alquil hidronio. El alcohol
protonado pierde una molécula de agua y forma un ión alquil-carbonio: El ión
alquil-carbonio pierde un protón lo que regenera la molécula de ácido
sulfúrico y se establece el doble enlace de la molécula a la cual está dando
origen el alcohol.
El calentamiento de un alcohol en presencia de ácido sulfúrico a
temperaturas inferiores a las necesarias para obtener alquenos producirá
otros compuestos como éteres y ésteres. Obtención de alcoholes: al igual
que a partir de los alcoholes se pueden obtener otros compuestos, los
alcoholes pueden ser obtenidos a partir de hidratación o hidroboración –
oxidación de alquenos, o mediante hidrólisis de halogenuros de alquilo. Para
la obtención de alcoholes por hidratación de alquenos se utiliza el ácido
sulfúrico y el calor.
La hidroboración: (adición de borano R3B) de alqueno en presencia de
peróxido de hidrógeno (H2O2) en medio alcalino da origen a un alcohol. La
hidrólisis: de halogenuros de alquilo o aralquilo se produce en presencia de
agua e hidróxidos fuertes que reaccionan para formar alcoholes (Morrison y
Boyd 1998).
En la industria la producción de alcoholes se realiza a través de diversas
reacciones como las ya mencionadas, sin embargo se busca que éstas sean
rentables para proporcionar la máxima cantidad de producto al menor costo.
Entre las técnicas utilizadas por la industria para la producción de alcoholes
se encuentra la fermentación donde la producción de ácido butírico a partir
de compuestos azucarados por acción de bacterias como el
Clostridiumbutycum da origen al butanol e isopropanol. Para la producción de
alcoholes superiores en la industria la fermentación permite la producción de
alcoholes isoamílico, isobutílico y n-propílico a partir de aminoácidos. Es así
como la industria utiliza los procesos metabólicos de ciertas bacterias para
producir alcoholes.
TRATAMIENTO QUÍMICO
Consiste en adicionar un producto o sustancia química en una alta
concentración para colocar un sistema en condiciones específicas, es decir,
la agregación de un agente a diversas actividades y de diferentes
compuestos que modifican el comportamiento del medio llevándolo hasta
que se desarrolle dentro de los patrones especificados como adecuado para
el proceso. (Champion Tecnologías C.A, 2001).
TÉCNICAS DE APLICACIÓN DE TRATAMIENTOS QUÍMICOS
Para que un tratamiento químico de resultado y cumpla su cometido, debe
ser aplicado en la cantidad eficiente y de la manera adecuada, de manera tal,
que el agente inmerso en el proceso tenga la ventaja de rendir en su máximo
desempeño. Para la dosificación del tratamiento existen diversas técnicas de
aplicación, las cuales aprovechan, estratégicamente, el mayor contacto
agente-fluido para reaccionar. (Champion Tecnologías C.A, 2001).
Tipo bacheo: las aplicaciones tipo bacheo son usadas para tratamientos
de una sola vez, diseñadas para resolver un problema específico por el
tiempo que el tratamiento sea efectivo. Cuando la efectividad del tratamiento
empieza a debilitarse otro tratamiento tipo bacheo es generalmente aplicado,
de tal forma que el sistema continúe funcionando suavemente.
Squezees: un tratamiento por squezees utiliza el mismo concepto tal
como el desplazamiento dentro de la tubería, pero se aplica el químico a la
formación en el lugar de aplicarlo a las paredes de la tubería. El tratamiento
“píldora” está conformada por tres componentes; pre-flujo, el producto y
sobre-flujo.
Cancheo: ciertos tratamientos tipo bacheo son aplicados a veces a
tuberías y oleoductos entre dos canchos. Mientras los canchos son
empujados a lo largo de la tubería u oleoducto una fina capa de químico
permanece en las paredes de las tuberías. Considerando que el cancheo
calce fácilmente en la tubería y que el químico no se filtre, el cancheo
posterior tiene una pequeña tolerancia que permite un espacio para el
químico restante permanezca en la tubería mientras el cancheo guía sigue
moviéndose a lo largo de la tubería.
Inyección continúa: las aplicaciones de inyección continua son usadas
cuando el químico debe ser añadido al fluido de producción en una base
constante, esto podría ser necesario con el objeto de mantener un nivel
estándarde la cantidad del químico que va al fluido o podría simplemente ser
necesario hacer llegar el químico al fluido en un punto contra corriente del
área donde el problema está ocurriendo.
Inyección continúa en una tubería: este tipo de inyección se realiza
con un inyector que se inserta a través de las paredes de la tubería al
sistema de la corriente del fluido. Una bomba química entonces entrega la
dosificación medida a través del inyector a un rango que asegure que un
radio de fluido de químico se mantenga. La real eficiencia y efectividad del
tratamiento puede ser debilitado ya sea por extender o acortar la distancia
en la que el inyector se introduce en la corriente del fluido.
Inyección continúa al fondo del pozo: frecuentemente es deseable
tener el químico al lado del pozo, de esta forma se puede empezar a
trabajar antes de que los fluidos empiecen su viaje hacia la parte superior
de la tubería. En estos casos, el químico es inyectado abajo en el pozo a
través de varias formas de tubería capilar (o cuerda capilar), sin embargo, a
pesar de esta aproximación, quedan varias técnicas por las cuales se podría
hacerlo.
Inyección continúa por la parte posterior: en esta configuración, la
cuerda capilar es conducida bajo el pozo por la parte trasera entre el
revestimiento y la tubería. Esto permite al químico mezclarse con la
corriente de fluidos de los yacimientos mientras atraviesa la perforación y
luego sube por la tubería. Las figura 32 representan dos pozos con este tipo
de procedimientos, un pozo posee una bomba (ESP) electro-sumergible y el
otro no la posee.
SISTEMA DE VARIABLES
A continuación, se muestra la variable objeto de estudio, la cual permitirá
dar respuesta a lo planteado por el investigador, dicha variable es:
Variable nominal: Alcoholes alifáticos
Definición Conceptual, los alcoholes son compuestos que presentan en
la cadena carbonada uno o más grupos hidroxi u oxidrilo (-OH). Las
propiedades físicas de un alcohol se basan principalmente en su estructura.
El alcohol esta compuesto por un alcano y agua. Contiene un grupo
hidrofóbico (sin afinidad por el agua) del tipo de un alcano, y un grupo
hidroxilo que es hidrófilo (con afinidad por el agua), similar al agua. De estas
dos unidades estructurales, el grupo –OH da a los alcoholes sus propiedades
físicas características, y el alquilo es el que las modifica, dependiendo de su
tamaño y forma. (Champions technology; 2011)
Definición operacional, es un químico útil para el tratamiento de los
yacimientos de gas cuando este es sometido a inyección de gases miscibles.
El más aplicado es el alcohol isopropílico, de fácil manejo y bajo costo para
la industria, evita que se formen precipitados cuando cambian las presiones
dentro del yacimiento o cuando los gases miscibles cambian las tensiones
interfaciales, en ambos casos los precipitados son indeseados porque
taponan los canales porosos en las zonas productoras de hidrocarburos
bajando la producción y en la mayoría de los casos dañan tanto el pozo que
los hace inactivos.
